大庆油田喇压浅冷天然气净化技术方案(附录2) (1)

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大庆油田浅层气区块固后井喷预防研究

大庆油田浅层气区块固后井喷预防研究

大庆油田浅层气区块固后井喷预防研究摘要为预防浅层气区块内固井后井喷事故的发生,针对大庆长垣油田浅气埋藏深度浅(嫩四段顶部砂岩中发育浅层气,嫩二段发育纯气层,嫩三段发育的气水同层)、分布范围广井喷几率大、施工风险高等高危特征,提出了大庆长垣油田浅气区安全固井技术研究,开展了浅气分布规律研究、防气窜固井技术研究。

关键词浅层气井;浅气上窜;防气窜固井;井喷大庆长垣油田浅气层发育,2008年以前,共发生26起井喷、管外喷冒事故,重大井喷事故3口,报废进尺2 200多米,其中1口井喷着火报废。

2008年~2009年钻井五公司承钻3 000多口井钻井任务,其中共有2 950口井位于浅气层区范围内,施工风险大,Ⅰ类风险井占总井数的74.3%。

施工初期,2口井钻表层时发生井涌,3口井表层外冒气,针对这一现状,展开了研究。

1 浅气分布规律大庆长垣油田嫩四段、嫩三段、嫩二段浅层气源主要是长垣外围的齐家古龙凹陷、黑鱼泡凹陷和肇州凹陷的中部含油气组合和嫩一、二段生油层,气体的运移方向由南向北运移。

嫩二段、嫩三段及嫩四段均有浅气显示,浅气显示井深为150m~600m,150m以上井段没有浅气层显示。

从大庆长垣油田构造特征分析得知,浅层气显示基本都分布在背斜构造的近南北向、轴向高点区。

从嫩二段顶部构造图上分析,浅气层井喷、管外冒气集中分布在海拔-460m(相当于井深600m)之上的局部构造高点区,以外则很少见到气活动显示。

为确定次生气藏的分布范围,应用标准状况下的气体平面径向流理论,进行了研究。

经过计算,嫩四段顶部砂岩含气范围为已钻井网形成的通道周围413m。

2 防气窜固井技术研究2.1 浅层气发育区块固井施工难点1)该区浅气层发育,浅气层发育且浅气上移至60m~70m,固井后易发生固后管外冒气;2)断层附近局部不完善井网处和注水井排与断层遮挡井区附近压力较高。

杏3-1-检617井区高压,压力系数在1.55以上;杏3-3排注水井排附近,压力系数在1.53以上;杏2-3排注水井排附近,压力系数在1.54以上;杏2-1-615井区,压力系数在1.51以上。

天然气深冷处理装置在大庆油田的应用

天然气深冷处理装置在大庆油田的应用

天然气深冷处理装置在大庆油田的应用发表时间:2016-07-14T15:33:50.347Z 来源:《工程建设标准化》2016年5月总第210期作者:任健[导读] 深入总结深冷装置运行中存在的问题,提升自身设计水平,确保天然气处理装置最优化运行,将为企业生产创造了更大的经济效益。

任健(大庆石油工程监理有限公司,黑龙江,大庆,163000)【摘要】随着社会的不断发展,人们生活所需的能源也在不断的增高。

为了提高大庆油田的整体经济效益,让其为社会的发展贡献出更多的能源,深冷处理装置必不可少,本文就天然气深冷装置在大庆油田的运行情况做出探讨,并论述了某天然气深冷处理装置的工艺流程和特点。

【关键词】天然气;深冷装置;应用引言深冷处理从科学的角度上解释是由于奥氏体在低温环境下非常不稳固及分解, 使原来的缺陷 ( 微孔及内应力集中的部份 ) 产生塑性流动而变成组织细化, 因此只要将金属置于超低温环境下, 其中的奥氏体会转化成马氏体, 内应力因而消除。

在超低温时由于组织体积收缩, Fe 晶格常数缩细而加强碳原子析出的驱动力, 于是马氏体的基体析出大量超微细碳化物, 这些超微细结晶体会使物料的强度提高, 同时增加耐磨性与刚性。

超低温度可转移金属原子的运能, 使原子之间不能扩散分开从而使原子结合更紧密,将这一技术运用到大庆油田,可以大幅度提高油田对天然气的处理深度。

一、概况1.1 大庆油田大庆油田是继新中国第一座大油田“克拉玛依油田”被发现后,于1959年9月26日发现的又一个大油田,而后发展成为中国最大的油田,世界级特大砂岩油田。

大庆油田位于中国黑龙江省大庆市。

大庆油田自1960年开发建设,至2007年,累计探明石油地质储量56.7亿吨,累计生产原油18.21亿吨,占同期全国陆上石油总产量的47%,实现连续27年稳产5000万吨以上,连续12年稳产4000万吨以上,已累计生产原油21亿多吨,被誉为“世界石油开发史的奇迹”。

油田气净化的操作培训讲义

油田气净化的操作培训讲义
过滤元件,其步骤如下:
①打开过滤器旁通阀,关闭其进出口阀;
②打开回收阀,待过滤器压力降为0时,打开排气 阀,让三甘醇溶液完全排净;
③拆开顶端盖板,拆出过滤元件,清洗干净后复位;三甘醇往复泵的操作 ①按时检查往复泵的出口压力是否正常;
②按时检查往复泵的出口流量是否正常;
三、故障分析 1.脱水装置常见故障及处理
故障现象
原因
产品气含水量高
三甘醇溶液含水量高 三甘醇再生重沸器排
气口溶液冲出
(1)三甘醇溶液含 水量高
(2)贫液循环量低 (3)进料气流量增
大 (4)进料气带液
(1)重沸器再生温 度低
(2)再生器压力高 (3)汽提气量太低
(1)重沸器升温过 快
(2)向系统补充冷 溶液时
③注意观察吸收塔塔底与塔顶间的压差,正常值一 般在0.2MPa 以内,超过该值,说明吸收塔内溶液发 泡,出现拦液情况,或是吸收塔塔盘被堵塞,应马 上采取措施;
④加强设备检查与保养,防止跑冒滴漏现象发生。
2.MDEA再生塔的操作 ①控制合适的塔顶温度;
②控制合适的塔顶与塔底的压差;
③控制合适的回流量。
消耗功率过大,泵与 轴承过热
(1)泵轴与电机轴线不一致 (2)转动部分与固定部分发生碰擦 (3)轴套磨损过多 (4)轴承内油过多或油太脏
泵发生振动噪音
(1)泵轴与电机轴线不一致 (2)转动部分与固定部分发生碰擦 (3)转动不平衡,引起振动 (4)轴承损坏 (5)泵前管路内有杂物堵塞
处理方法
(1)更换 (2)更换
①定时化验分析产品气中H2S和H2O的含 量;
②定时化验分析三甘醇富液中杂质含量 及溶液组成;
③定时化验分析三甘醇贫液的纯度及水 含量。

大庆化工20万吨催化脱蜡及加氢精制装置压缩机组安装施工技术方案

大庆化工20万吨催化脱蜡及加氢精制装置压缩机组安装施工技术方案

大庆油田化工总厂20万吨/年催化脱蜡及加氢精制装置压缩机组安装施工技术方案一九九八年六月二十目录1. 概述2. 施工总体方案及施工技术质量要求3. 机组到货开箱验收4. 机组基础中间交验及处理5. 压缩机组安装6.施工质量保证措施7.施工安全技术措施附表一机组及辅助设备汇总表附表二机组施工需用主要机具、器材计划附图一机且安装施工进度计划1.编制依据1.1.1 中石油七公司编制的大庆油田化工总厂20万吨/年催化脱蜡及加氢精制装置施工组织设计。

1.1.2 中石化北京设计院设计的大庆油田化工总厂20万吨/年催化脱蜡及加氢精制装置压缩机区有关施工图。

1.1.3 大庆油田化工总厂润滑油工程异构脱蜡装置单机引进《加氢往复式压缩机合同及技术附件》。

1.1.4 意大利NUOVO PIGNONE公司提供的大庆油田化工总厂20万吨/年催化脱蜡及加氢精制装置加氢往复式压缩机随机图纸及资料。

1.1.5 《化工机器安装工程施工及验收规范》-(中小型活塞式压缩机)/HGJ206-92(参考)1.1.6 《石油化工换热器设备施工及验收规范》/SH3532-951.2 工程概况及特点1.2.1 大庆油田化工总厂20万吨/年催化脱蜡及加氢精制装置,共有电动活塞式压缩机组6套,均为进口意大利NUOVO PIGONE公司产品.机组的压缩机与主电机通过刚性联接部件直联,辅助设备包托:进排气缓冲罐、中间冷却器、油站、水站、注油器、集液罐、盘车器、仪表控制柜等,机组主、辅设备详见附表一。

1.2.2 机组共同布置在同一压缩机厂房内,厂房为封闭式二层结构,6套压缩机组分4个机位布置在△3400层、油站、水站、冷却器等辅助设备布置在地面层,仪表间布置在南侧上层,南侧下层为配电间。

1.2.3 工程特点1.2.3.1 机组为引进设备,造价高、安装及施工现场保护风险大。

1.2.3.2 各单机重量大,体积大,安装找正精度高,安装操作难度大。

1.2.3.3 压缩机为高压设备(最终排气压力16.9<Pa),设计先进,结构复杂,施工技术要求高。

大庆油田天然气放空治理措施

大庆油田天然气放空治理措施

大庆油田天然气放空治理措施
艾云超
【期刊名称】《天然气工业》
【年(卷),期】2011(031)002
【摘要】原油生产过程中伴生的天然气及气田试采阶段的天然气往往不能得到合理利用,很多被放空燃烧掉了,导致资源浪费及安全隐患,世界各国已开始重视天然气放空问题.为此,结合国内外天然气放空及治理情况,对大庆油田伴生气和气田气放空的因为进行了分析,提出了大庆油田天然气放空的治理措施:①增加伴生气处理装置总体规模;②完善湿气调配系统;③完善集气返输系统;④扩建储气库;⑤应用CNG橇装化技术.实施上述措施将有助于节能减排目标的实现.
【总页数】4页(P85-87,90)
【作者】艾云超
【作者单位】中国石油大庆油田有限责任公司采气分公司
【正文语种】中文
【相关文献】
1.减少大庆油田天然气放空措施的应用 [J], 张群
2.轮一联放空火炬黑烟原因分析及治理措施 [J], 夏绍柳;张春元;周宝春
3.对管线内天然气放空时间及放空量的探讨 [J], 孔吉民
4.解决含硫天然气对放空立管的腐蚀问题 [J], 肖刚
5.渤海A油田开采初期天然气放空量综合减排应用 [J], 李华朋;张浩
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油田气深冷技术在大庆油田的应用

油田气深冷技术在大庆油田的应用

油田气深冷技术在大庆油田的应用于海迎(大庆油田工程有限公司)摘要:天然气或油田气中轻烃回收有三种冷凝分离方法:冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法。

大庆油田工程有限公司在消化吸收德国Linde公司天然气深冷装置先进技术基础上,采用了改进的LSP工艺,自行设计出丙烷预冷的膨胀机制冷LSP流程。

该流程在CO2冻堵计算、脱甲烷塔重沸器和侧沸器循环计算方法、脱甲烷塔工艺计算和设备结构设计、低温设备紧凑布置、低温管道配管,以及低温管道材料、应力分析、振动管道动力分析等方面,都取得了较大的技术突破。

关键词:冷凝分离;冷剂制冷;膨胀制冷;深冷技术;LSP流程1 冷凝分离法冷凝分离法是利用在一定压力下天然气中各组分的挥发度不同,将天然气冷却至露点温度以下,得到一部分富含较重烃类的天然气液,并使其与气体分离的过程。

冷凝分离法可分为冷剂制冷法、直接膨胀制冷法和联合制冷法。

工业上通常将-100 以下的低温冷冻称为深度冷冻,简称深冷。

(1)冷剂制冷法。

冷剂制冷是利用冷剂在汽化过程中从天然气吸收汽化潜热,使天然气获得低温,又称为蒸气压缩制冷。

冷剂制冷装置主要由四部分组成:压缩机、冷凝器、膨胀阀和蒸发器。

制冷剂在装置内不断地进行循环,使天然气获得低温。

在蒸发器压力下不可能使天然气获得低于制冷剂的常沸点温度。

(2)直接膨胀制冷法。

冷剂制冷属外部制冷,制冷剂与天然气有各自的系统,相互间只存在热量或冷量的交换。

而膨胀制冷利用天然气本身具有的压能使天然气降温制冷。

它分为膨胀机制冷和节流膨胀制冷,其中透平膨胀机的使用最为广泛。

(3)联合制冷法。

联合制冷法又称为冷剂与直接膨胀联合制冷法,即冷量来自两部分:另一部分由膨胀制冷法提供;一部分则由冷剂制冷法提供。

当原料气组成较富,或其压力低于适宜的冷凝分离压力,为了充分、经济地回收天然气液而设置原料气压缩机时,应采用有冷剂预冷的联合制冷法。

上述常规制冷工艺流程的脱甲烷塔无精馏段,当原料气中含CO2较多时,这种流程可能在脱甲烷塔上部塔板处产生固体,发生脱甲烷塔的冻堵。

采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化

采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化

采油二厂81号天然气处理站天然气系统优化
李克微;马兵;王静;赵红丽
【期刊名称】《新疆石油天然气》
【年(卷),期】2013(009)001
【摘要】克拉玛依81号天然气处理站建有一套天然气深冷处理装置和两套天然气浅冷处理装置.目前实际总处理能力约为140×104Nm3/d,2011-2012年,东油区伴生气产量将进一步提高,最大气量将达到210.2×104Nm3/d,现有处理能力将无法满足气量处理需求.而且深冷装置存在设备老化,管线腐蚀严重等问题,为解决实际处理站问题,提出了新建伴生气处理装置,将采油二厂处理站改造成技术可靠、经济效益高的处理站.
【总页数】3页(P87-89)
【作者】李克微;马兵;王静;赵红丽
【作者单位】新疆石油勘察设计研究院油气工艺所,新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院油气工艺所,新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院油气工艺所,新疆克拉玛依834000;新疆石油勘察设计研究院油气工艺所,新疆克拉玛依834000
【正文语种】中文
【中图分类】TE86
【相关文献】
1.天然气分布式能源系统在天然气处理站的应用 [J], 张承宇;丁志明
2.天然气分布式能源系统在天然气处理站的应用 [J], 张建军
3.天然气分布式能源系统在天然气处理站的应用探讨 [J], 于海欢
4.天然气分布式能源系统在天然气处理站的应用探讨 [J], 张国清;冉朝光
5.天然气分布式能源系统在天然气处理站的应用探思 [J], 马亮
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喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井结垢规律

喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井结垢规律

喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井结垢规律朱宏伟【摘要】@@%三元复合驱不同注采井距条件下,油井结垢速度及见垢时间等结垢规律不同,在120 m井距条件下二类油层三元复合驱油井结垢严重.结垢部位主要集中在生产管柱下部40根杆、管、泵、筛管、套管、炮眼及近井地带.三元复合驱油井采出液离子浓度变化具有一定规律性.目前制定的结垢判断标准对喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井适应性较强,符合率达到95.9%.油井压裂后离子浓度变化速度加快,结垢速度加快.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)012【总页数】2页(P18-19)【关键词】三元复合驱;结垢;离子浓度;垢质成分【作者】朱宏伟【作者单位】大庆油田采油六厂【正文语种】中文1 结垢原理强碱三元复合驱驱替过程中,碱性化学药剂注入地层后,形成一个新的、由三元驱替液—地层水—含溶解气原油—地层岩石组成的相互作用的复杂体系,打破了地层内原有的物理化学平衡状态,在特定温度下成垢离子浓度达到过饱和时,以沉淀的形式析出,进而成垢。

油井结垢后,经常出现卡泵、杆断等现象,影响生产时率,检泵周期缩短,制约着三元复合驱高效开采。

因此,分析三元复合驱油井结垢规律意义重大,可以为除、防垢措施的开展提供重要依据。

2 结垢规律分析三元复合驱不同注采井距条件下,油井结垢速度及见垢时间等结垢规律不同,本文通过以下几方面的分析,总结了120 m井距下喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井结垢规律。

2.1 采出液离子浓度的变化采出液中离子浓度的变化能直接反映该井的结垢状况及所处的结垢阶段,并根据离子浓度及时调整除、防垢配套措施。

目前,试验区62口油井已全部进入结垢期,其中9口油井进入结垢初期,33口油井进入结垢中期,20口油井进入结垢后期。

由62口结垢期油井采出液离子浓度变化曲线可知:①pH值持续升高,升高速度不快,略有波动,目前值为10.65,已进入结垢中后期;②Ca2+、Mg2+浓度和为先上升后下降,但由于防垢剂的加入而下降幅度不大,始终保持在50 mg/L以上,目前值为62 mg/L;③Si4+整体表现为上升趋势,进入结垢中后期波动幅度较大,目前值为1 379 mg/L;④CO32-整体呈上升趋势,进入结垢中后期略有波动,目前值为2 705 mg/L;⑤HCO3-整体呈下降趋势,目前值为1 352 mg/L。

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天然气分公司天然气处理厂循环水回收利用工程设计方案一、概述依据2008年油田基本建设工程计划,拟对萨南动力站、南压浅冷战、南压深冷站、北Ⅰ-Ⅰ动力站、红压动力站及北压动力站的循环水场的工艺进行改造。

根据目前上述循环水场循环冷却水处理现状及存在的实际问题,工艺改造方面应新建循环水场补水过滤设备,循环水旁滤设备、自动加药设备、腐蚀结垢监测设备及冷却塔化冰设备。

工艺改造结束后,应重点在运行加药管理,水质监测及系统腐蚀结垢控制上下功夫。

切实解决目前循环水水质不良及水资源浪费的现状。

二、现状分析天然气公司拟改造循环水场基本情况如下表(表一)序号装置名称工艺类别投产日期设计规模设计补水量每小时用水量加药设施旁滤设备加药状况1 萨南动力站浅冷、深冷1986 1200m3/h 28.5 m3/h 28.5 m3/h 无运行每次50kg2 南压浅冷战浅冷1990 800 m3/h 9.31 m3/h 9.31 m3/h 无无每斑8kg3 南压深冷站深冷2006 400 m3/h 6.25 m3/h 6.25 m3/h 无无每斑8kg4 红压动力站浅冷2002 1966 m3/h 29 m3/h 29-50 m3/h 有停运不加药5 北压动力站浅冷1999 1000 m3/h 41.5 m3/h 20-60 m3/h 有停运不加药6 北Ⅰ-Ⅰ动力站浅冷2005 1000 m3/h 22.5 m3/h 22.5-120 m3/h 有停运加杀菌剂1、运行方式现状据调查,夏季水温偏高压缩机冷却系统冷却效果不好,经常使压缩机排气系统温度高报警至停机。

上述6个循环水场每年的5月1日至10月1日之间采用直流供水或补充大量新鲜水的运行方式,仅在每年10月至次年的5月间采用循环冷却的方式。

由于夏季补充水量大,最高时到达120T/h,比正常循环运行时补水量高出近5倍,因此设备改造应兼顾两种不同的补水量。

2、水源水质现状由于天然气公司油气初加工装置布置分散,所采用的水源尽不相同,目前已建循环水场来自9个水源,它们分别是杏二水源、红岗水源、八百响水源、南二水源、东水源、龙虎泡水源、新村水厂、大庆水库和喇水源。

另外,大庆地区供水管网大多数是相通的,除了固定水源以外还掺有其它水源的水,实际水质与固定水源是有差别的。

例如杏二水源与南水源的水质就有很大差别表二、杏二水源水质分析报告水源与水质调查(杏三、杏二水源) 补充水水质分析报告表二:项目浊度PNU钙mg/l硬度mmol/l氯离子mg/l碳酸根mg/lPH总铁mg/l数值28.3 55.9 3.96 108 1280 7.35 6.0 表三、南水源水质分析报告水源与水质调查(萨南、南水源) 补充水水质分析报告表三:项目浊度PNU钙mg/l 硬度mmol/l氯离子mg/l碳酸根mg/l PH总铁mg/l数值0.03 31.26 2.36 34 690 7.58 0.52 根据以上水质分析数据说明,不同循环水场的水质差别很大,采用同一种水质处理方法是不科学的,也是无效的。

3、循环水旁滤现状从表一可以看出,做为循环冷却水处理的重要设备——旁滤设备,有的水场配备了,有的水场没有配备。

同时经调查,各循环水场所配备的旁滤设备尽不相同,有石英砂过滤器、活性炭过滤器、纤维过滤器、叠片过滤器等。

少数旁滤设备能够实现全自动运行,大多数旁滤设备为手动运行,而且设备老化严重,设备内部构件腐蚀、滤料老化、阀门失灵等现象随处可见。

同时手动的旁滤设备在运行中很难实现定时反冲洗,大大影响了循环冷却水的旁滤效果,甚至有的设备形同虚设,另外旁滤设备的参差不齐,给生产管理和生产考核带来了一定的难度。

4、加药处理现状表一中所列的加药设备均为手动加药设备,手动加药设备的缺点就是只能加药却无法准确计量。

实际操作中,人工冲击加药的方式代替了设备加药。

人工冲击加药不但起不到阻垢、防腐的目的,而且浪费了水处理药剂,对环境也造成了一定的污染。

5、循环水补水、排污、浓缩倍数控制现状目前,天然气公司多数循环水场补水、排污没有设流量仪表,补水量、排污量没有进行科学、有效的控制,有的循环水场一直采用直流冷却的方式,也就是说其运行的循环冷却水浓缩倍数是1,至使循环冷却这一技术失去了其应有的意义,浪费了大量水资源,排污水的回收也成了生产中的一大难题。

6、系统结垢、腐蚀现状由于循环冷却水系统没有进行必要的水质稳定处理,设备泥砂沉积,结垢,腐蚀现象严重,具体举例如下:一大队:2002年杏三E502水冷器更换不锈钢管束,2004年水冷器上部全部被结垢堵死。

2004年红压浅冷后冷却器腐蚀穿孔,造成停产检修,天然气串至循环水系统中。

杏三循环水泵结垢严重,每半个月检修一次,硬垢用酸泡洗三至四天才能清除。

二大队:萨南循环水泵壳体及叶轮在每年检修期都发现结垢现象,并有点蚀。

循环水池底部污泥量较大,每年清扫大约四吨左右。

南六4L压缩机钢套及油冷却器结垢2~3mm,污泥携带量较大,换热器换热效率降低。

四大队:北压二套2D12压缩机机间冷却器结垢较厚,冷却效果差,压缩机出口温度已调到上线。

夏季只能用直流水来维持装置的正常运行。

六大队:中七联氨压缩机油冷却器在2003年6月2日由于温度过高造成连锁停机,检修发现冷却器回水管束95%已堵死,来水管束40%堵死。

7、水质监测现状循环冷却水运行过程中,应定时,定期地通过水质分析,仪器监测的方式准确判断水处理效果,判断水质结垢或腐蚀的倾向和趋势,不断调整水质处理的方式,确保循环水质稳定运行,以防止结垢,腐蚀现象的发生。

目前各循环水场所设的化验岗位多数没有起到应有的作用,化验仪器破损,化验试剂失效,化验数据不准,化验不及时等现象严重,有的循环水场虽然坚持水质化验,化验数据不知代表什么意义,起不到指导水质处理的作用。

另外,各循环水场未使用旁路结垢腐蚀监测仪,系统中设备的结垢和腐蚀不能直观判断,不能及早发现。

8、冷却塔冬季结冰现状由于大庆地区冬季气温低,在运行过程中所有的冷却塔均有不同程度的结冰现象,冷却塔的山板、风叶板、塔池表面等结成了厚厚的冰层,悬挂了很大的冰溜,严重时不但造成塔的损坏,同时结冰的产生,减少了运行循环水量,阻挡了循环水与外界空气的换热,造成了冬季循环水水温偏高的现象,影响了设备的换热效果。

三、解决循环水系统存在的问题的思路和方法解决循环冷却水系统腐蚀、结垢、泥砂沉积及补水,排污量过大的问题应从设备改造及严格的水质加药监督管理两个方面入手,设备改造包括以下几个方面:1、循环冷却水系统补水增设自清洗过滤器。

2、循环水旁滤增设盘式过滤器。

3、补充水增设电磁流量计,补充水加药采用全自动加药设备。

4、补水、循环水增设电导仪,即时检测循环水的浓缩倍数。

5、循环水系统增设腐蚀结垢监测仪。

6、冷却塔增设化冰设备。

严格的水质加药监督管理包括以下几个方面:1、对现有的循环冷却水系统中的设备进行除垢及防腐保护处理。

2、补充水量、排污量的控制,提高循环冷却水浓缩倍数。

3、对不同的循环水场进行不同的水处理药剂配方筛选。

4、循环冷却水连续稳定的加药处理。

5、对循环冷却水进行连续的水质监督管理。

循环冷却水系统改造后系统流程如图一:从改造后的循环水系统可以看出,循环水主要处理方式为去除水中悬浮物后进行连续稳定的加药处理,此方式是目前国内循环水处理的通用模式,其主要特点是水处理成本低,节水减排效果明显。

表四循环水加药处理与循环水补水除盐处理成本比较(以北Ⅰ-3循环水加药处理循环水补水除盐处理(电渗析)补充水量120T/h补充水量120T/h缓蚀剂使用浓度30ppm夏季运行150天夏季运行150天处理水量120×24×150=432000吨处理水量120×24×150=432000吨水利用率100%水利用率75%即324000吨总计加药量30ppm(0.03公斤)吨×432000吨=127600公斤缓蚀阻垢剂单价13元/公斤制水成本1.5元/吨药剂总费用:13×129600=168480元制水成本1.5×432000=648000.00制水过程中排放浓水108000吨成本为 4.95×108000=534600元制水总成本为1182600元表四仅以每年夏季运行150天计算便可以看出,以除盐水做为循环水补水浪费巨大,而循环水加药处理是最经济、实惠的有效途径。

(一)循环水系统设备改造根据GB90095《工业循环冷却水系统设计规范》要求,在去除循环水中悬浮物的基础上,对循环水进行连续稳定的加药处理(缓蚀阻垢、杀菌灭藻)、控制循环水的补水量、排污量、提高循环水的浓缩倍数,达到节约药剂、节水减排的目的。

1、循环冷却水系统补水增设自清洗过滤器由于夏季运行时,循环水系统补充水量大,有时高达120T/h,软化水或除盐水均不宜采用,以除盐水系统为例,产水量120 T/h的离子交换系统总投资在300万元左右,电渗析系统在500万元左右,而反渗透系统则高达600万元以上,不但设备投资大,除盐水制水成本也很高,离子交换除盐水一般为1.2元/吨,电渗析除盐水一般为1.5元/吨,反渗透除盐水一般为3.0元/吨,由于设备投资大,制水成本高,因此,以除盐水做为循环水补水在国内还没有先例。

为了降低循环水加药量,减少系统泥砂沉积,在循环水系统补水处增设全自动清洗过滤器,过滤精度为10μm,设备外形尺寸为Φ600×h1500,设备最大出力为280吨/小时,反洗时设备流量为266吨/小时,无论在冬季或夏季运行,其补水量均能满足系统要求。

2、循环水旁滤增设盘式过滤器经验证明,循环水中悬浮物每增加1mg/L,便会吸附2 mg/L的水处理药剂并使其失效,因此采用旁滤的方式去除进入循环水的泥砂和漂浮杂质十分必要,GB90095《工业循环冷却水系统设计规范》规定,循环水的旁滤量不低于循环水量的5%,因此应按不同循环水场的循环量设计旁滤设备,过滤精度要求50μm旁滤设备的定时反洗是其正常有效运行的保证,多数循环水场不能正常运行是由于岗位人员不对其进行定时反洗造成的,因此旁滤设备应采用全自动盘式过滤器,其反洗水量不大于过滤量的1%,反洗控制为压差控制或时间控制。

3、补水增设电磁流量计,补水加药采用全自动加药设备。

在循环冷却水运行过程中,应连续、均一地向循环水中加入缓蚀阻垢剂。

夏季运行时还应连续、均一地投加杀菌剂。

水处理药剂加量不足将起不到阻垢、缓蚀的效果。

水处理药剂投加过量,不但造成不必要的浪费,也会对环境造成一定的污染。

循环冷却水加药处理最准确的方法是“补多少水,加多少药”所以应在循环冷却水补水处增设电磁流量计,补充水流量通过电磁流量计的电讯号反馈到加药泵上,用补水流量的大小准确控制加药泵的加药量。

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